玛湖1井区乌尔禾组致密砂砾岩储层物性特征研究

李 琼，吴建邦，周 伟，杨胜来*，于贵海，甘博文，赵彬彬

(1.中国石油砾岩油气藏勘探开发重点实验室，克拉玛依 834000；2.新疆油田公司实验检测研究院，克拉玛依 834000；3.中国石油大学(北京)，油气资源与探测国家重点实验室，石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

近年来，随着常规油气资源开采技术趋于成熟，研究热点逐步向非常规油气资源过渡。中国致密油储量丰富，开发前景广阔，但中国致密油研究仍处于探索阶段，对致密储层特征认识还不够深入[1-2]。新疆油田准噶尔盆地玛湖凹陷现为世界上储量最大的砾岩油田，而玛湖1井区块二叠系乌尔禾组油藏是玛湖油田非常规致密油藏开发的主力层位之一。

支东明等[3]对玛湖凹陷源上砾岩油区形成分布与勘探实践进行了研究总结，概括了其油藏特点和成藏条件；邹才能等[4]指出致密油形成的明显标志为以微纳米孔为主、优质生油岩、源储共生、大面积分布；斯春松[5]研究了准噶尔盆地西北缘中二叠统一下三叠统储层特征，指出其储集性能较差，孔隙结构类型多样；陈波等[6]对玛南地区乌尔禾组储层成岩作用进行了研究，指出压实作用对储层孔隙结构破坏性大，胶结作用对储层物性影响具有双面性；付爽等[7]研究指出，玛南地区下乌尔禾组油藏构造作用产生的微裂缝使增强了储层非均质性，也使储层物性得到了改善；吴玟[8]研究表明，玛2井区下乌尔禾组深埋藏砾岩储层岩性主要以小砾岩和细砾岩为主，物性特征分布不均；赵静[9]、谷美维[10]、高阳等[11]对致密砂砾岩有效储层主控因素、微观孔喉结构与分类方法进行了研究；冯强汉等[12]、郭秀娟等[13]利用压汞、铸体薄片、微米CT等技术研究指出，孔喉组合类型对致密砂岩物性特征具有重要影响；熊生春等[14]研究指出，致密砂岩与致密灰岩储层物性存在明显差异；马铨峥等[15]指出致密砂岩油藏启动压力梯度与渗透率呈幂函数关系。由于前人对致密砂砾岩储层物性特征研究较少，仅局限于某些物性，缺少对纳米级孔喉的深入研究，对低渗储层启动压力梯度[15-21]研究可能不适用于致密储层，且缺少不同岩性的对比分析。为了进一步研究玛湖1井区二叠系乌尔禾组致密储层特征、微观孔喉特征及其对渗流的影响规律，采用岩石薄片、高压压汞、压差-流量法驱替等实验手段与分析方法对致密储层岩样的孔喉、粒度特征、储层孔隙度、渗透率等物性及启动压力梯度进行研究，以期为玛湖地区储集层合理、高效开发提供理论依据。

1 地质概况

玛湖1井区构造上位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷南斜坡。石炭纪末至二叠纪，西北缘-玛湖凹陷进入前陆发展阶段，盆地已具有雏形，到三叠纪形成统一的内陆坳陷盆地。玛湖凹陷南斜坡整体为一大型的单斜构造，地层倾向东南。该区发育近东西向断裂，该组断裂形成于印支期，部分断裂喜马拉雅期再次活动，主要受凹陷发育时期压扭剪切应力作用形成，断裂性质以走滑为主，平行展布，断面较陡直。

发生于晚石炭世-二叠纪哈萨克板块与准噶尔板块碰撞形成的推覆活动，为该区多套烃源的生成奠定了基础，乌尔禾组储层储盖组合效果好，圈闭类型多样，成藏条件好，开发效果较好。二叠系乌尔禾组储层包括上乌尔禾组(P3w)和下乌尔禾组(P2w)。储层主要分布在上乌尔禾组的扇三角洲前缘水下分流河道微相内，分布相对稳定，为该区的主力油层位。

2 岩石学特征

玛湖1井区块乌尔禾组储层岩石学特征表现为“两低一中”特征，即低成分成熟度、低结构成熟度、压实作用中等。储层样品岩石特征如图1所示。

根据岩石薄片鉴定，研究区储层岩性以灰色砂砾岩为主，其次为砂质细砾岩，含少量含砾粗砂岩等；砂砾岩中石英平均含量3.5%，长石平均含量4.8%，岩屑中凝灰岩平均含量67.8%，安山岩平均含量3%，花岗岩平均含量2.2%；镜下结构以砂砾状结构、砂质砾状结构为主，主要为颗粒支撑，颗粒之间以点-线接触和线接触为主。

图1 岩石特征照片Fig.1 Rock feature photomicrographs

根据储层岩石薄片鉴定、X射线衍射分析资料统计，储层填隙物主要为伊蒙混层泥杂基(70%左右)以及部分凝灰质(30%左右)；胶结物主要为泥质杂基，少量方解石，局部含少量浊沸石，胶结程度中等-致密，为压嵌型、孔隙-压嵌型。储层黏土矿物以不规则伊/蒙混层为主(平均含量92.5%)，伊/蒙混层又以蒙脱石为主，其次为伊利石(平均含量4%)，少量绿泥石(平均含量2.5%)和高岭石(平均含量1%)，因储层黏土矿物以无序伊蒙混层为主，其具有吸水膨胀性，因此储层具有潜在的强水敏性。

3 粒度分布特征

对于致密砂砾岩储层，粒度分布对储层层理特性和流体赋存特性有重要影响，是储层的主要物性之一。通过筛析法、激光衍射法等测试方法，对研究区两口井的致密砂砾岩样品的粒度分布进行了分析，结果如图2所示。

研究区储层岩石粒度变化大，从粉砂到中砾岩均有分布，以砂质砾岩为主，粒度中值范围在(-2.10～2.25)φ(φ=log2D,D为颗粒直径，mm)，平均-0.52φ，平均粒径(-1.72～2.60)φ，平均-1.18φ，平均标准偏差1.65φ，平均偏度0.42φ，平均峰度1.41φ。

图2 砂砾岩粒度分布图Fig.2 Gravel particle size distribution map

由图2知储层致密砂砾岩岩石粒径主要集中在2～10 mm，含量占比超过70%，按照粒级划分，储层岩石含有大量的细砾和中砾，且直径大于4 mm的中砾占比最多，约占总称重的一半左右。从粒度参数及岩石薄片分析，储集层分选中等偏差，磨圆主要为次棱角-次圆状，与其扇三角洲平原前端环境沉积相对应。

4 孔渗分布特征

现场取样63块来自乌尔禾组的岩心，并进行孔渗测定，建立了岩心的孔隙度、渗透率的统计直方图(图3)，以及孔隙度、渗透率交会图(图4)。

孔隙度和渗透率是储层物性评价中的主要宏观参数，孔隙度的大小反映了油藏储量和开采难度，渗透率可以有效表征储层的渗流能力，为了精确表征储层孔渗物性参数，实验对研究区63块岩心进行了气测渗透率和氦测孔隙度分析，结果如下：

储层孔隙度为2.31%～13.17%，平均7.096%，中值6.0%；储层渗透率为0.005～6.37 mD，平均0.749 mD，中值0.201 mD；其中有超过80%的岩心气测渗透率＜1 mD，约40%的岩心渗透率在0～0.1 mD，约60%的岩心孔隙度在0%～6%，按照储层分类标准，属于低孔-超低渗透储层、超低孔-特别致密储层。

储层孔隙度与渗透率基本呈正相关关系。岩心的低孔低渗特征主要是由于成岩、压实左右及胶结物填充，不断占据和分割孔隙和喉道，导致储层空间不断减小，渗流能力减弱；对于相同孔隙度的岩心样品渗透率差异较大，且孔隙度越低差异越明显，部分低孔隙度岩心的渗透率差异可达数十倍，可能与致密砾岩样品中砾石的存在而导致的微裂缝有关；这种差异表明研究区致密砂砾岩储层微观孔隙结构复杂，在开采时可以采取适当的压裂等技术措施，改善储层渗流能力，降低开采难度。

图3 储层岩心孔、渗直方图Fig.3 Reservoir core hole and seepage histogram

图4 储层岩心孔、渗交会图Fig.4 Reservoir core hole and seepage rendezvous map

5 孔喉结构特征

5.1 孔隙类型

根据铸体薄片等资料分析，储层岩心孔隙类型以剩余粒间孔为主，其次为岩屑粒内溶孔，少量的粒间火山灰质填隙物溶孔以及微裂缝；荧光薄片反映油气主要赋存于粒间孔、粒内孔、微裂缝中。

5.2 高压压汞孔隙结构分析

孔隙大小对于储层的渗流能力和开采的难易程度具有决定性影响，现采取高压压汞法，对该区块乌尔禾组的47块岩样进行压汞实验分析，图5所示为测试得到的具有代表性的毛管压力曲线及孔喉分布曲线。

从图5中3块典型样品的压汞曲线可以看出，其毛管压力曲线均不存在中间平缓段，而是随着汞饱和度的增加，毛管压力不断上升，表明孔隙结构复杂，孔隙的分选性较差。根据毛管压力曲线特征，可将样品分为3类。Ⅰ类曲线平均排驱压力为0.04 MPa，平均中值压力为0.41 MPa，Ⅱ类曲线平均排驱压力为0.15 MPa，平均中值压力为7.23 MPa，Ⅲ类曲线平均排驱压力为0.49 MPa，由于该类岩心最大进汞饱和度均未超过50%，故不存在平均中值压力。研究表明，平均排驱压力、平均中值压力与岩心渗透率呈负相关关系，故Ⅰ类曲线代表储层岩心物性最好，Ⅱ类曲线次之，Ⅲ类曲线最差。Ⅰ类和Ⅱ类样品毛管压力曲线的阈压较低，表明其孔隙半径较大，岩石物性较好；Ⅰ类Ⅱ类中的最大进汞饱和度均大于70%。Ⅰ类Ⅱ类中样品的退汞效率较低，Ⅲ类样品退汞效率较高，可能的原因是该类岩样以小喉道为主，大孔隙分布较少。Ⅱ类样品捕集滞后现象较为明显，可能原因是该类岩心的孔隙结构主要以大孔隙小喉道为主，大孔隙中的滞留汞由于小孔喉的屏蔽效应所造成的。

通过对玛湖砾岩致密储层的47块样品的压汞孔喉半径分布(图5)进行分析，发现岩样孔喉半径分布具有明显的单峰特征，整体上，随着致密砾岩储层的渗透率减小，孔喉分布主峰左移，分布变窄，表明致密砾岩孔喉分布较复杂、非均质性强，储层中存在多种类型的孔喉。样品渗透率越低，大孔喉所占比例越小，而对渗透率贡献最大的正是这部分占较小体积的孔喉，样品渗透率越大，较大喉道所占比例越大。Ⅰ类曲线平均孔喉半径为5.83 μm，平均中值孔喉半径为1.80 μm，Ⅱ类曲线平均孔喉半径为2.00 μm，平均中值孔喉半径为0.21 μm，Ⅲ类曲线平均孔喉半径为0.53 μm，由于该类岩心最大进汞饱和度均未超过50%，故不存在平均中值孔喉半径，平均孔喉半径及平均中值孔喉半径直观反映储层岩样的物性好坏程度，即岩样平均孔喉半径、平均中值孔喉半径越大，岩样渗透率越高。

图5 三类储层压汞给曲线及孔喉分布图Fig.5 Three types of reservoir pressure mercury to curve and hole throat distribution map

孔喉结构特征直接影响孔隙度、渗透率等宏观参数，是控制致密储层品质的本质因素：储层渗透性主要由占比较少的较大半径的孔喉所控制，平均孔喉半径越大、大孔喉所占比例越高，致密储层的渗透率就越高、品质越好、含油性越强。

6 拟启动压力梯度研究

采用“压差-流量法”测定岩心拟启动压力梯度，即通过测定不同驱替压差下流体通过岩心的渗流速度，求得流量与压力梯度的关系曲线，制图并用数学方法获得启动压力梯度。实验始终保持净围压恒定，以保证在驱替过程中岩心孔隙结构尽量不发生因内外压差变化而产生的变形。

图6为玛湖1井区乌尔禾组储层不同渗透率岩心单相油流速-压差分布曲线。通过分析可知，压力梯度较低时，渗流曲线存在非线性渗流段，即在初始阶段，只有少量大孔喉提供流动空间，随压力梯度增加，更多的孔喉参与流动。而在低压阶段，随压力梯度增加，致密储层微小孔喉中流体边界层厚度减少，这也是导致其渗流非线性的重要原因。

图6中4四块岩心中，随岩心渗透率的降低，渗流曲线右移，非线性段增长，这主要是由于渗透率低的岩心分布有更小的孔喉，胶结程度更致密，相同压力梯度下，参与流动的孔喉更少，流体边界层相对较厚，使流体参与流动所需的压力增加，导致非线性段加长，渗流曲线右移。

从图7可以看出，拟启动压力梯度与渗透率呈良好的幂指数关系。渗透率大于0.4 mD时，拟启动压力梯度随渗透率降低变化不明显，渗透率小于0.4 mD时，拟启动压力梯度随渗透率降低而快速增长，这主要是由于随渗透率降低，孔喉空间不断减小，孔喉结构更加复杂，固液相互作用导致的渗流阻力不断增大，当渗透率小于0.01 mD时，拟启动压力梯度超过0.2 MPa/cm，表明研究区致密储层在开采时需要较大的初始压差才能使流体，应采取合理的措施，改善储层渗流条件，降低开采难度。

图8对比了来自三个不同区块[14,22-23]的致密砂岩储层与研究区致密砾岩储层拟启动压力梯度随渗透率变化情况，可以看出，随渗透率逐渐增加，致密砂岩和致密砾岩拟启动压力梯度不断减小。

在渗透率小于0.01 mD，致密砾岩拟启动压力梯度范围为0.33～0.62 MPa/cm，平均0.48 MPa/cm；致密砂岩拟启动压力梯度范围为0.008～0.46 MPa/cm，平均0.097 MPa/cm。渗透率大于0.01 mD，致密砾岩拟启动压力梯度范围为0.002 6～0.054 MPa/cm，平均0.018 MPa/cm；致密砂岩拟启动压力梯度范围为0.002～0.032 MPa/cm，平均0.008 MPa/cm。两个渗透率范围内，致密砾岩拟启动压力梯度平均值分别是致密砂岩拟启动压力梯度的2.21倍和4.89倍。在相同渗透率情况下，致密砾岩拟启动压力梯度高于致密砂岩拟启动压力梯度，这主要和致密砾岩由于砾石存在形成的高迂曲度的渗流通道和复杂的孔喉结构有关；此外，随着渗透率逐渐增加，致密砾岩和致密砂岩拟启动压力梯度差异逐渐减小，变化趋势与孔喉分布和微裂缝存在有一定的关系，因此，通过适当措施建立良好渗流通道，改善渗流条件，是改善致密砾岩储层开采条件的有效途经。

图7 拟启动压力梯度随渗透率的变化曲线图Fig.7 Graph of changes in the threshold pressure gradient with permeability

图8 致密砾岩-致密砂岩拟启动压力梯度对比图Fig.8 Comparison of the threshold pressure gradient between dense gravel-dense sandstone

7 结论与认识

(1)研究区储层岩性以灰色砂砾岩为主，粒度变化大，集中分布在2～10 mm，颗粒之间以点-线接触和线接触为主，储层黏土矿物以无序伊蒙混层为主，其具有吸水膨胀性，因此储层具有潜在的强水敏性。

(2)该储层属于低孔-超低渗透储层、超低孔-致密储层。储层岩心孔隙类型以剩余粒间孔为主。按照压汞曲线和孔喉分布可分为三类储层：Ⅰ类排驱压力较低，存在集中分布的微米级孔喉，Ⅱ类排驱压力中等，微米级与纳米级孔喉均有分布，Ⅲ类排驱压力较高，主要发育纳米级孔喉；200 nm以下孔隙发育大量不透气孔，100 nm以下的微孔和过渡孔比例较大，且有利于油气聚集而不利于渗流，导致致密砾岩储层渗透性差、开采难度大；

(3)该区储层启动压力较大，与渗透率成幂函数关系，相同渗透率情况下，致密砾岩启动压力高于致密砂岩，但随渗透率增加差异减小，应采取适当措施改善渗流条件，降低启动压力，提高开发效率。